杭锦旗区块控水支撑剂优选及应用

2021-01-11蒋艳芳

天然气勘探与开发 2020年4期

蒋艳芳

中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院

0 引言

杭锦旗区块位于鄂尔多斯盆地北部，属于低孔低渗透致密储层，需经压裂改造才能获得工业气流。该区块目前有三级地质储量9 372.05 108m3，其中含水储量5 580 108m3，占比接近60%，如何实现含水储量的有效动用是目前亟需攻克的难题。针对含水气藏的压裂，目前主要在压裂材料方面开展工作，比如控水支撑剂的优选评价[1-4]。

由于含水气藏近裂缝地带的含水饱和度随生产变化大，现有控水支撑剂实验评价方法多以静态测试为主（如阻水高度测试、接触角测试等），只考虑了其在单一含水饱和度下的透气阻水性能，无法反映其在生产过程中的透气阻水效果，同时现有实验评价方法未考虑地层因素及裂缝因素对控水支撑剂性能的影响，也未用到数值模拟研究进行尺度放大预测压后气水产能。因此，笔者结合杭锦旗区块含水气藏气水两相渗流特征，通过开展支撑剂导流能力实验评价、气水相对渗透率实验及数值模拟研究，形成了一套室内实验结合数模的多手段控水支撑剂优选评价方法，并对优选的控水支撑剂进行了现场试验，试验结果表明控水效果显著。

1 支撑剂导流能力实验

支撑剂导流能力是压后气水产能的主控因素之一，测试时需考虑闭合压力对导流能力的影响，同时导流能力测试的结果能够提高数模尺度放大预测压后产能的准确度。

1.1 实验方案

导流能力实验采用AFCS-845酸蚀裂缝导流能力评价系统，按照行业标准《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》（SY/T6302-2009）的要求进行导流能力测试[5-13]。

主要测试5 kg/m2铺砂浓度下，20/40目控水支支撑剂A、20/40目常规陶粒支撑剂B、40/70目控水支撑剂C和40/70目常规陶粒支撑剂D在不同闭合压力下的短期导流能力测试。关键实验点3处：①结合杭锦旗区块储层温度，实验需将导流槽加热至90 ℃；②闭合压力按10 MPa、20 MPa、30 MPa、40 MPa、50 MPa、60 MPa、70 MPa、86 MPa逐渐升高加载；③在同一闭合压力下，实验分别以5 mL/min、10 mL/min两个流量注入测试导流能力，一个闭合压力测试完毕再升高到下一个实验设计的闭合压力进行测试。

1.2 实验结果

由表1不同粒径下控水支撑剂及常规支撑剂导流能力对比可知：相同闭合压力下，20/40目支撑剂导流能力优于40/70目，闭合压力越小，二者的差值越大；在低闭合压力下（低于50 MPa），20/40目控水支撑剂A的导流能力优于其他3种支撑剂；在高闭合压力下（高于50 MPa），控水支撑剂A的导流能力略低于常规陶粒支撑剂B，但优于40/70目的控水支撑剂C及40/70目常规陶粒支撑剂D。

根据地应力测试结果及压裂施工资料，杭锦旗区块地层闭合压力梯度约为0.014～0.016 MPa/m，地层闭合压力在32.4～48.5 MPa之间，结合导流能力测试结果，认为20/40目控水支撑剂A最优（图1）。

表1 支撑剂导流能力测试结果统计表

图1 不同支撑剂导流能力测试结果对比图

2 气水相对渗透率实验

气水相对渗透率曲线是气水两相在裂缝内流动的主控因素，通过测试从束缚水饱和度到残余气饱和度条件下的气水两相相对渗透率，可实现裂缝中气水两相流动的动态分析。

2.1 实验方案

通过改造酸蚀裂缝导流系统，加装耐高压填砂管系统，实现对常规支撑剂及控水支撑剂的气水相对渗透率曲线测试[14-19]，实验方法按照行业标准《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》（GB/T 28912-2012）的要求执行。采用非稳态法[20]测量了20/40目控水支撑剂A、20/40目常规陶粒支撑剂B气水相对渗透率曲线并进行对比。

2.2 实验结果

气水相对渗透率实验结果见表2和图2。由表2及图2中控水支撑剂A及常规陶粒支撑剂B气水相对渗透率实验结果可知，控水支撑剂A气相相对渗透率比常规陶粒支撑剂B高，即与常规陶粒支撑剂相比，控水支撑剂A可以有效提高气相相对渗透率。由图3及图4可知，控水支撑剂A较常规陶粒支撑剂B，气相相对渗透率平均增加17%，水相相对渗透率平均降低9%，控水支撑剂A在含水饱和度介于60%～80%，控水效果最为明显。

表2 支撑剂气水相对渗透率展示表

3 数值模拟评价控水能力

3.1 单裂缝气水两相渗流模型的建立

根据杭锦旗区块储层物性参数及岩心相对渗透率，采用CMG油藏数值模拟软件进行了单裂油藏模型建模（图5），建模参数如表3所示。

图2 支撑剂气水相对渗透率曲线对比图

图3 支撑剂气相相对渗透率曲线对比图

图4 支撑剂水相相对渗透率曲线对比图

图5 单裂缝油藏数值模拟模型示意图

为了保证模型的有效性，选取杭锦旗一口开发井J72P1XH井试采阶段气水产量及产后气水比进行模型的历史拟合（图6、图7）。拟合结果良好，尤其是累计产水量和产气量，拟合程度在90%以上的，证明了所建立单裂缝油藏模型的有效性及精确性。

表3 单裂缝油藏数值模拟模型主要参数一览表

3.2 控水支撑剂控水能力评价

图6 J72P1XH日产量拟合图

图7 J72P1XH累积产量拟合图

将实验测得的控水支撑剂及常规支撑剂的导流能力及相对渗透率曲线代入到单裂缝油藏数值模拟模型中进行了模拟对比分析。图8、图9分别展示了控水支撑剂A、常规陶粒支撑剂B，对压后产气量、产水量的影响。由对比结果可知，控水支撑剂A较常规陶粒支撑剂B可有效提高3年内的累产气量及累产水量，累产气量增加14.6%，累产水量增加7.5%，累产气水比增加6%，起到了控水增气的效果。

4 现场试验及应用效果分析

通过室内实验和数值模拟研究结果，将控水支撑剂A现场应用2口直井（表4），其中J1井采用机械分压工艺进行压裂，施工排量3.5～4.0 m3/min，入井控水支撑剂95 m3，入地液量805.0 m3，J2井采用油管加封隔器单层压裂，施工排量4.0 m3/min，入井控水支撑剂45.7 m3，入地液量317.0 m3。2口井按照设计顺利完成施工，施工成功率100%。

图8 支撑剂累产气量变化曲线

表4 控水支撑剂现场试验参数统计表

图9 支撑剂累产水量变化曲线

J1井压后井口稳定产气量2.04 104m3/d，日产液量4.00 m3，气水比0.51，为邻井的3.3倍；J2井压后井口稳定产气量1.48 104m3/d，日产液量2.50 m3，气水比0.59，为邻井的6.9倍。根据控水支撑剂压裂井压后试气情况与邻井对比（表5），控水支撑剂压裂井平均气水比较邻井明显提高，为邻井的4.6倍，取得良好的控水增气效果。